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Aspectos Fiscales de la Apertura Petrolera en México
Juan Carlos Boué
Yo no creo que sea una equivocación acometer con palabras una tarea a la que
muchos, con mayor presunción, han acometido con las obras; ya que los errores que
yo cometiese, escribiendo, podrían ser corregidos sin daño alguno, mientras que los
errores que cometen aquéllos, operando, no pueden ser conocidos más que con la
ruina de los imperios.
Niccoló Machiavelli, Dell’Arte della Guerra, Proemio
Hoy por hoy, el marco legal que rige las actividades de la industria petrolera
en México es considerablemente más restrictivo que el de cualquier otro país del
mundo (Cuba y Corea del Norte inclusive). En la medida en que el aislamiento de
México dentro del escenario petrolero mundial ha ido en aumento, la industria
petrolera nacionalizada se ha convertido en un blanco cada vez más expuesto a los
ataques políticos y económicos provenientes de los países desarrollados (y muy
especialmente de Estados Unidos). Las hazañas de la dirigencia del sindicato
petrolero no han hecho más que acrecentar la vulnerabilidad del régimen institucional
petrolero mexicano, a la cual también ha contribuido grandemente la renuencia de
sucesivos gobiernos de acometer una reforma fiscal integral que permita comenzar a
dar respuesta al problema de la pobreza extrema en la que vive la mayoría de la
población. Por todo lo anterior, no son pocos los observadores que piensan que, para
cuando se cumpla el 70° aniversario de la expropiación petrolera, existe la posibilidad
de que PEMEX ya no sea el único operador en la industria petrolera mexicana, no
obstante las enormes dificultades que plantea una reforma constitucional ahora que,
en México, ya no existe un régimen político dominado por un partido de gobierno.
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¿Cuándo tendrá lugar la apertura petrolera en México, tan vilipendiada por
unos y ansiada por otros? Los primeros argumentan que ha arrancado ya, si bien de
manera clandestina, a través de la iniciativa de Contratos de Servicios Múltiples
(CSMs) para la cuenca de Burgos. Pero aunque no cabe duda que la apertura del
sector figura muy alto entre los objetivos que persiguen los impulsores de estos
“nuevos mecanismos de colaboración con la iniciativa privada”, la verdad es que la
suerte que corran los CSMs difícilmente será el factor que determine la velocidad del
proceso de apertura petrolera en México.1 Sus promotores niegan que estos contratos
de servicio sean contratos a riesgo (los cuales están estatutariamente prohibidos);
aducen en defensa de esta postura que los pagos a los supuestos contratistas siempre
se hacen en metálico y no en especie, y que nunca hay un cambio en la titularidad de
los hidrocarburos (los cuales se producen a cuenta y riesgo de PEMEX). Pero da la
casualidad que en los CSMs, la fórmula de remuneración de los contratistas está
ligada al precio de mercado de los hidrocarburos, y no al precio de los insumos que se
utilizaron en su producción, y es ésta justamente la característica “quintaesencial” de
un contrato a riesgo. Por lo tanto, los CSMs se encuentran al margen de la legislación
mexicana vigente en materia petrolera (y también de la Ley de Obra Pública, por otras
razones), y aunque el actual Ejecutivo federal parezca estar dispuesto a ignorar este
detalle, esto probablemente no va a ser suficiente para contrarrestar la renuencia de las
grandes compañías petroleras a arriesgar su capital amparadas por contratos de
dudosa legalidad.2
Ahora bien, independientemente de que la iniciativa de contratos de servicio
termine o no por naufragar, la apertura petrolera en México efectivamente se acerca
1 Ramírez Corzo, Luis, Retos y oportunidades de la exploración y producción de hidrocarburos en
México, México D.F., PEMEX, 2002, p. 44. 2 La raquítica participación registrada en las licitaciones de CSMs para la cuenca de Burgos es una
prueba concreta de esta renuencia.
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más con cada día que transcurre, merced al progreso de las actividades de exploración
y producción en la provincia de aguas profundas del Golfo de México. Como puede
apreciarse en la Gráfica G1, en la división administrativa del Cañón de Alaminos
(localizada en el Área Occidental de Planeación del sector estadounidense del Golfo)
se han perforado ya cinco pozos que han descubierto volúmenes apreciables de
hidrocarburos, y su localización geográfica plantea cierto riesgo de que el desarrollo
de estos prospectos desemboque en la explotación de yacimientos transfronterizos.
Por esta razón, la perforación del primero de estos pozos (Baha) en 1996 atrajo
airadas protestas de parte de la administración Zedillo, aunque la de los pozos
subsecuentes – cuyas posibilidades de desarrollo son bastante más favorables– pasó
más bien desapercibida en México, probablemente como consecuencia del triunfo de
Vicente Fox en las elecciones presidenciales del 2000 y el viraje en la política
petrolera mexicana que este acontecimiento ha supuesto. 3
3 El pozo en el prospecto Baha fue abandonado a finales del 2001, ya que Shell no pudo convencer a
sus socios de invertir más dinero en un programa de evaluación.
400
El riesgo de que un desarrollo en aguas americanas produzca hidrocarburos
provenientes de reservas localizadas del lado mexicano de la frontera no es inminente,
ya que el área en que se encuentran estos pozos es tan remota que los costos de
desarrollo son todavía prohibitivamente altos (perforar un pozo exploratorio en el
prospecto Baha costó a Shell y sus socios aproximadamente 120 millones de dólares,
y un programa de desarrollo para un campo de 500 MMBPCE costaría no menos de
3000 millones de dólares). Sin embargo, esta situación no perdurará, y es probable
que los costos de desarrollo en la zona se abatan a niveles más razonables inclusive
antes de 2010, fecha en la cual desaparecerá el impedimento político que representa la
veda actualmente en vigor sobre las actividades de exploración y producción en la
faja fronteriza comprendida dentro del así llamado “hoyo de dona”, cuya partición
entre México y Estados Unidos se ratificara el 9 de junio de 2000.4
Para cuando esta veda expire, la instrumentación de un programa de
contraperforación (offset drilling) del lado mexicano de la frontera (pensado para
impedir que hidrocarburos que serían mexicanos por su localización original en el
subsuelo migren a través de arenas de alta porosidad y terminen produciéndose en
pozos americanos) todavía estará más allá de las posibilidades de PEMEX. La cartera
de PEMEX de proyectos de inversión con rendimientos superiores a los de desarrollos
en aguas profundas seguirá siendo larga, la disponibilidad de capital de inversión de la
compañía seguirá siendo insuficiente, y su experiencia con la tecnología de
4 El acuerdo de partición dio a los Estados Unidos el 38 % de las 5,092 millas náuticas cuadradas
comprendidas en la región, y a México el resto. El acuerdo también estableció una faja de exclusión de
1.4 millas náuticas a ambos lados de la frontera, en reconocimiento de la posible existencia de
yacimientos transfronterizos. Ambos países se comprometieron a observar una moratoria de diez años
sobre cualquier actividad de exploración y producción en el área. Cuando expire la moratoria, ambos
países podrán permitir la perforación en su sector de la antigua zona de exclusión, previa notificación al
otro. Véase Applegate, David, “Doughnut Holes in the Gulf of Mexico”, IBRU Boundary and Security
Bulletin (Durham), 1997, n° 5, pp. 70-72.
401
vanguardia utilizada en aguas profundas seguirá siendo escasa. Por ende, en un futuro
no muy lejano, algún gobierno mexicano podrá argüir plausiblemente que tendrá que
ofrecer concesiones petroleras en estas áreas fronterizas a compañías privadas, so
pena de renunciar al usufructo de recursos que son de la exclusiva propiedad y
dominio de México.
Ahora bien, cuando un gobierno tiene que diseñar e instrumentar sobre la
marcha un régimen institucional radicalmente nuevo, corre el riesgo de cometer
errores y omisiones costosos, máxime si – como sucede en el caso mexicano – se trata
de un neófito en la materia que no ha tenido que lidiar con compañías petroleras
extranjeras por espacio de décadas. La tarea se complica aún más si se tiene que llevar
a cabo en presencia de fuertes presiones externas (de las cuales la enmienda Ballenger
al Foreign Relations Authorization Act de 2003/4 constituye un buen ejemplo
reciente). Pero lo que magnifica de manera alarmante el riesgo inherente a una tarea
tan delicada es el hecho de que la discusión en torno a la apertura, en las esferas tanto
del gobierno como de la opinión pública de México, ha girado exclusivamente en
torno a los conceptos polares de “Soberanía Nacional”, por un lado, y “Eficiencia”,
por el otro. No es de sorprender, por lo tanto, que esta discusión haya resultado tan
emotiva como estéril. Y es que la neurótica obsesión de un campo por preservar los
símbolos y apariencias externas de la soberanía y la insistencia ciega del otro campo
de que la política económica se haga con libro de texto (preferiblemente de la
Universidad de Chicago) en mano, les ha impedido a ambos apreciar una verdad
fundamental del negocio petrolero. Esta verdad es que, en un país como México,
confiar la explotación de yacimientos especialmente fecundos a una compañía estatal,
más que ser una cuestión de derecha versus izquierda (capital privado versus
estatismo), es una cuestión de arriba versus debajo: es decir, qué parte de la colosal
402
renta económica que generan estos yacimientos se queda con el dueño de los recursos
petroleros y qué parte se queda con el operador que los explota.
Para los gobiernos de aquéllos países donde se encuentran los yacimientos
petroleros más grandes y productivos (como México), la cuestión de cuáles son las
mejores opciones para valorizar sus recursos petroleros es inseparable de la cuestión
de la forma concreta en que imponen tributo a las actividades de exploración y
producción.5 Por lo tanto, la piedra de toque de cualquier política de apertura en estos
países tiene que ser la estructura impositiva que habrá de regir en el sector, y no tanto
la forma de organización de la industria. Y es que, hablando en plata (literalmente), ni
la propiedad de los recursos del subsuelo ni la soberanía sobre los mismos valen para
nada si no están bien apuntaladas fiscalmente. Esto se puede ilustrar de manera muy
reveladora recurriendo a un sencillo ejercicio, en el cual se comparan algunos
indicadores financieros clave de PEMEX con los de una de las mayores petroleras
multinacionales, Royal Dutch Shell (en adelante Shell).
No cabe duda que, como ilustra claramente la Gráfica G2, en términos de los
criterios usuales de desempeño empresarial (producción por empleado, digamos),
PEMEX va muy a la zaga de Shell y otras compañías privadas (y esta brecha se está
ampliando). Pero existen otros criterios, igualmente válidos desde un punto de vista
económico, en los cuales PEMEX aventaja claramente tanto a Shell como a las demás
compañías privadas del mundo. Ahora bien, tanto para el gobierno como para los
habitantes de México, dichos criterios –de índole fiscal– son de mayor relevancia que
los anteriores para evaluar el desempeño de PEMEX, ya que son éstos los que indican
la remuneración patrimonial que el gobierno está capturando en su doble calidad de
5 El campo supergigante Cantarell es el quinto más grande jamás descubierto en el mundo.
403
representante del dueño de yacimientos fecundos de un recurso natural no renovable
(la Nación mexicana), por un lado, y de regulador del acceso a estos recursos, por el
otro.
FUENTES: Deutsche Bank, Major Oils 2002(Deutsche Bank Global Oil and Gas Research); PEMEX, Memoria de labores
GRÁFICA G2: PRODUCCIÓN TOTAL DE HIDROCARBUROS POR EMPLEADO DE
COMPAÑÍAS PETROLERAS SELECCIONADAS, 2001
0
40
80
12
16
20
24
28
PEMEX Shell BP Total ENIConocoPhillips
BD
PC
E
Promedio
Región Marina
Noroeste
Región Norte
Antes de entrar propiamente en materia fiscal, sin embargo, cabe aclarar las
consideraciones de índole metodológica por las cuales se escogió a Shell para
protagonizar este ejercicio comparativo. Estas consideraciones tienen que ver con el
detalle fino de la información estadística que esta empresa publica en torno a los
aspectos fiscales de sus actividades de exploración y producción. Desde 1993, Shell
–contrariamente a todas las demás multinacionales petroleras– reporta sus
desembolsos por concepto de regalías por separado de todos sus demás costos de
producción (otras compañías simplemente subsumen los desembolsos por concepto de
pago de regalías en el rubro de costos totales de producción, sin hacer distinción
alguna). Esto quiere decir que Shell es la única entre estas empresas para la cual
resulta posible calcular el monto total de la retribución patrimonial que hace a los
dueños de los recursos hidrocarburíferos que explota (es decir, la suma de sus pagos
404
por concepto de regalías, derechos de explotación y pagos de impuesto sobre la renta
asociados a actividades de exploración y producción).
Las estadísticas de producción y costos que publica Shell tienen el atractivo
analítico adicional de que la compañía segrega sus operaciones en Estados Unidos de
las del resto del mundo, y da un tratamiento muy distinto a las regalías que paga fuera
y dentro de ese país. Mientras que Shell contabiliza las primeras como simples pagos
en efectivo, a las segundas las considera como volúmenes producidos a cuenta de
otras personas y liquidados en especie a boca de pozo. Consecuentemente, Shell
deduce el volumen de estas regalías de su producción bruta de hidrocarburos. Esta
distinción es de gran importancia, porque en los Estados Unidos los recursos
minerales del subsuelo pertenecen al superficiario y no, como es el caso en todos los
demás países del mundo, a una entidad colectiva como la Nación, la Corona o el
Estado. Strictu senso, entonces, los dueños de la parte de la producción que
corresponde a la regalía son personas físicas o morales cuyas relaciones contractuales
con arrendatarios como Shell se rigen por el derecho mercantil privado.6 La regalía
en Estados Unidos es simplemente un pago pactado entre arrendatarios (compañías
petroleras), por un lado, y arrendadores (terratenientes), por el otro. La abrumadora
mayoría de los segundos son individuos del sector privado; pero, ni aún en los sitios
donde la producción petrolera tiene lugar en terrenos públicos, se considera a la
regalía como un gravamen que un poder soberano impone como condicionante del
acceso a recursos minerales que pertenecen a la colectividad que representa.7 Huelga
6 En el caso concreto de Shell, la mayoría de sus regalías en la práctica se pagan al gobierno federal de
Estados Unidos, pero solamente porque tres cuartas partes de la producción de la compañía tiene lugar
aguas afuera en el Golfo de México, en áreas bajo jurisdicción federal. 7 En palabras del Office of Management and Budget del Congreso estadounidense, los arrendamientos
en tierras federales constituyen operaciones en las cuales “el Gobierno, no actuando en su capacidad de
soberano, arrienda o vende bienes o recursos (…) en un ambiente de negocios” (Federal Register, 65
(187), September 20, 2000: 57771).
405
decir que los pagos asociados a arreglos contractuales de esta naturaleza no tienen
cabida en un ejercicio como éste, cuyo objetivo es resaltar las consecuencias
económicas asociadas a la decisión de un soberano de confiar la explotación de sus
recursos petrolíferos ya sea a una empresa estatal o bien al capital privado.
Afortunadamente, la “puntillosidad” contable de Shell significa que sus cifras
globales de costos de regalía se pueden utilizar sin tener que restarles cifras estimadas
(y necesariamente inexactas) de regalías liquidadas en los Estados Unidos. El único
ajuste necesario para llevar a cabo los cálculos de renta por barril que siguen a
continuación consiste en substraer la producción de hidrocarburos de Shell en los
Estados Unidos de su producción en el resto del mundo.
Cerrado este paréntesis metodológico, podemos pasar a las cifras. Durante el
año 2001, por ejemplo, la producción global de hidrocarburos de Shell (sin incluir a
los Estados Unidos) fue de 3.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por
día (MMBPCED), mientras que la de PEMEX fue de 3.93 MMBPCED. Las ventas
de primera mano de estos volúmenes generaron un total de 19,965 millones de dólares
(MMUSD) en ingresos para Shell y 33,220 MMUSD para PEMEX.8 En términos
unitarios, dichas cifras equivalen a 17.40 USD/BPCE para Shell y 19.72 USD/BPCE
para PEMEX (Gráfica G3). De este monto, a su vez, Shell pagó a los gobiernos de los
países donde opera un total de 7,596 MMUSD en gravámenes directos a la
Se estima que, en la actualidad, hay en los Estados Unidos 4.5 millones de personas físicas o morales
con título a regalías petroleras (Rutledge, Ian “Profitability and Supply Price in the US Domestic Oil
Industry: Implications for the Political Economy of Oil in the 21st Century”, Cambridge Journal of
Economics (Cambridge), 2003, n° 27, p. 5, de las cuales un millón están ligadas a la producción en
tierras de Texas. Sin embargo, en la actualidad apenas el 25 % de la producción de crudo del país tiene
lugar en tierras privadas. El 5 % de la producción (300 MBD en 2000) se extrae de tierras que están
bajo jurisdicción federal (localizadas principalmente en Wyoming y otros estados del Oeste). Otro 26
% (1.6 MMBD) se extrae de aguas bajo jurisdicción federal (principalmente en el Golfo de México) y
el 38 % (2.2 MMBD) proviene de tierras que pertenecen al estado de Alaska. Finalmente, el 4 % de la
producción (248 MBD) se extrae de aguas territoriales de los estados de Alaska, California, Louisiana
y Texas. 8 La diferencia en precios unitarios se debe a que la proporción de petróleo crudo en la producción total
de hidrocarburos es mayor para PEMEX que para Shell.
406
producción de hidrocarburos (o sea, 38 por ciento de sus ingresos brutos), mientras
que PEMEX Exploración y Producción pagó al gobierno mexicano un total de 17,915
MMUSD (o sea, un 63 % de sus ingresos brutos). En términos unitarios, dichas cifras
equivalen a 6.62 USD/BPCE para Shell y 12.46 USD/BPCE para PEMEX.
La carga fiscal de PEMEX incluye los dividendos garantizados asociados a los
certificados de aportación.9 Pero no incluye el “impuesto de seguridad social” que la
compañía tiene que pagar porque su dueño no está dispuesto a enfrentar las
consecuencias políticas de permitirle depurar su plantilla laboral, y no emplear a
decenas de miles de personas que resultan superfluas para sus actividades. El impacto
negativo de este cripto–tributo sobre los costos totales de exploración y producción de
9 En marzo de 1990, como resultado de la instrumentación del Paquete Financiero para México de
1989–1992, un total de 7,580 MMUSD de la deuda de PEMEX con instituciones bancarias
internacionales se intercambió por Bonos Brady emitidos por el gobierno federal. Simultáneamente, la
deuda de PEMEX con el gobierno federal se incrementó en la misma cantidad (aunque no en moneda
nacional). Luego, en diciembre de ese mismo año, la deuda se capitalizó como una aportación de
capital bajo la forma de certificados de aportación (dado que PEMEX no tiene acciones). Como
condición de dicha capitalización, PEMEX se comprometió a pagar un rendimiento mínimo
garantizado (una especie de dividendo) al gobierno, equivalente al pago de intereses sobre el monto de
la deuda capitalizada. Entre 1991 y 2001, PEMEX ha pagado 4,866 MMUSD al gobierno federal por
este concepto (en 2000 y 2001, los pagos fueron 588 y 230 MMUSD, respectivamente). Los
rendimientos garantizados funcionan como una regalía adicional, ya que representan una contribución
obligatoria cuyo monto no depende de los ingresos netos.
* Producción mundial fuera de EU
FUENTES: Royal Dutch/Shell Group of Companies, Financial and Operational Information 1996–2000;
PEMEX, Anuario estadístico, Form 20–F para el Securities and Exchange Commission
GRÁFICA G3: CONTRIBUCIÓN FISCAL PARA EMPRESAS PETROLERAS SELECIONADAS, 2000
IMPUESTOS
Ingreso bruto: 21.21 USD/BPCE Ingreso bruto: 19.92 USD/BPCE*
15.14 USD/BPCE (71.3%)
8.24 USD/BPCE (41.4%)
PEMEX Royal Dutch/Shell
6.07 11.52
GRÁFICA G3: CONTRIBUCIÓN FISCAL PARA EMPRESAS PETROLERAS SELECIONADAS, 2000
IMPUESTOS
Ingreso bruto: 21.21 USD/BPCE Ingreso bruto: 19.92 USD/BPCE*
15.14 USD/BPCE (71.3%)
8.24 USD/BPCE (41.4%)
PEMEX Royal Dutch/Shell
6.07 11.52
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la empresa (equivalentes al 21 por ciento de los ingresos brutos) sin duda ha
contribuido al hecho de que PEMEX venga reportando pérdidas en sus operaciones
globales desde 1998. En contraste, los costos comparables de Shell representaron el
11 % de sus ingresos brutos, pero la compañía logró obtener ganancias upstream
equivalentes al 26 % de los mismos.
Estos números dejan muy en claro por qué un inversionista privado cualquiera
no puede más que preferir a Shell sobre PEMEX. Pero, a la vez, también indican por
qué la perspectiva del gobierno mexicano (y, por extensión, la de los cien millones de
personas que representa) debería ser diametralmente opuesta a la de dicho
inversionista. Después de todo, el gobierno mexicano obtiene 25–30 % de sus
ingresos fiscales a partir de los gravámenes directos a la producción petrolera (Gráfica
G4), y no –como sucede con el accionista de la Shell– a partir ya sea de los
dividendos que la empresa declara sobre sus ganancias o de la apreciación de las
acciones mismas.10
O sea, mientras que para un inversionista el valor de las
operaciones de exploración y producción de una compañía privada es una función del
valor presente neto de sus ganancias después de impuestos (porque es de allí de donde
saldrán sus dividendos y los flujos que se utilizarán para invertir en hacer crecer a la
compañía), la medida relevante del valor de las operaciones de exploración y
producción de PEMEX para el gobierno mexicano es el valor presente neto de las
ganancias antes de impuestos (Gráfica G5). Desde luego, si estas operaciones
estuvieran en manos de compañías privadas y no en las de PEMEX, también
generarían algún valor para el gobierno mexicano, y por la misma vía (los impuestos a
la producción). Consecuentemente, para el gobierno de México, el valor de PEMEX
10
Las cifras de ingresos petroleros contra ingreso fiscal total del gobierno mexicano que generalmente
circulan en el dominio público incluyen los tributos petroleros directos (más no los rendimientos
garantizados a los Certificados de Aportación “A”), pero también el impuesto al consumo de
combustibles automotores o IEPS, y el impuesto al valor agregado liquidado por la industria petrolera.
408
en su calidad de operador monopólico de la industria petrolera mexicana estará dado
por la diferencia entre los impuestos a la producción que paga esta compañía, por un
lado, y los que pagarían, en igualdad de circunstancias, las empresas petroleras
privadas.
GRÁFICA G4: MÉXICO. IMPUESTOS PETROLEROS COMO PROPORCIÓN DE LOS
INGRESOS FISCALES TOTALES DEL GOBIERNO FEDERAL, 1980–2002
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
FUENTES: INEGI, Banco de información económica; PEMEX, Anuario estadístico , Memoria
de labores
%
Derechos de producción de hidrocarburos (incluye rendimientos garantizados)
IEPS
Impuesto al Valor Agregado liquidado por la industria petrolera
0
4
8
12
16
PE
ME
X
Exxon
Mob
il
Sh
ell
BP
Tota
l
Ch
evro
nT
exac
o
EN
I
Con
oco
Ph
illi
ps
US
D/B
PC
E
FUENTES: Deutsche Bank, Major Oils 2002(Deutsche Bank Global Oil and Gas Research); PEMEX, Anuario
estadístico
GRÁFICA G5: GANANCIAS EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO DE EMPRESAS PETROLERAS SELECCIONADAS, 2001
Después de impuestos Antes de impuestos
`
409
La disparidad entre las respectivas cargas fiscales de PEMEX y Shell,
entonces, constituye el indicador por excelencia del valor adicional que el gobierno
mexicano captura gracias a la manera en que, hasta ahora, ha ejercido su prerrogativa
constitucional de “imponer a la propiedad privada las modalidades que dicte el interés
público”, al mantener el monopolio estatal sobre las actividades de exploración y
producción de petróleo. Asombrosamente, una parte significativa de los miembros de
la alta clase política de México parece ignorar la existencia de este valor adicional.
Piénsese en este sentido en las declaraciones que un “alto funcionario” de la
administración Zedillo hiciera alguna vez a la agencia noticiosa Reuters (bajo
condición de estricto anonimato), en el sentido de que a él y algunos de sus colegas en
el gobierno “nos encantaría deshacernos de PEMEX (...) Pero no lo hacemos porque
todavía somos los conservadores de un pasado dorado”.11
Ahora bien, este supuesto
pasado dorado subsiste en gran parte porque el celo reformista de los políticos
antiestatistas mexicanos (tanto del PRI como del PAN) ha naufragado contra los
escollos que representan la inflexibilidad de la Constitución mexicana en materia
petrolera, por un lado, y la dificultad de reformarla en un contexto político
auténticamente pluripartidista, por el otro. Pero la cita ciertamente demuestra que los
miembros de la “vanguardia progresista” de la clase política mexicana no tienen ni
idea de cuánto vale en metálico el pasado dorado al que tan despectivamente se
refieren, ni tampoco de cómo cambiaría la situación financiera del gobierno mexicano
si la tasa de imposición efectiva aplicable a las actividades de exploración y
producción de petróleo en México fuera similar a las que las multinacionales
petroleras pagan en aquellos países donde existen concesiones petroleras, contratos a
riesgo, y demás.
11
Tanners, Timna, "Mexico may relax grip on Pemex to end cash woes", Reuters, December 9th,
1998.
410
En vista de la provenencia de su salario, el funcionario al que se hace
referencia arriba ciertamente debería de saber que, si la razón de pagos de impuestos
directos contra ingresos brutos de la industria petrolera mexicana en el año 2001
hubiera sido igual a la que enfrentó Shell a escala global, por ejemplo, los ingresos
brutos del sector petrolero mexicano habrían tenido que ser superiores en 18,700
MMUSD a los observados para que el ingreso fiscal del gobierno mexicano se
mantuviera sin cambio. Esto hubiera supuesto un aumento en la producción total de
hidrocarburos del país del orden de 65 % -equivalente a 2.6 MMBPCED- siempre y
cuando los precios internacionales no hubieran reaccionado negativamente ante tan
fuerte incremento (algo que no suena plausible, sobre todo cuando se piensa en las
reacciones previsibles de otros países ante un aumento de tal magnitud). Pero si el
precio internacional efectivamente hubiera caído (en un 35 %, digamos, para
colocarse en 12.80 USD/BPCE), el aumento en la producción requerido habría sido
del orden del 100 %. Y es pertinente aclarar que estas imponentes cifras
probablemente representan el mínimo ajuste necesario para mantener al gobierno en
una posición de indiferencia. Después de todo, la carga fiscal global de Shell es el
promedio de las tasas impositivas relativamente altas que la compañía enfrenta en
jurisdicciones en las cuales su presencia data de 30 años o más (Brunei, Omán,
Gabón, áreas tradicionales de Nigeria), por un lado, y las tasas mucho más atractivas
que privan en aquellas provincias en las que ha incursionado más recientemente (y
que son responsables de una proporción significativa de su producción actual), por el
otro.
Ahora bien, una caída en la tasa de imposición petrolera como la que se
describe arriba no tendría por qué desembocar fatalmente en un sacrificio fiscal por
parte del gobierno mexicano, aún en el caso extremo de que la producción se
411
mantuviera constante. Concebiblemente, dicha caída podría compensarse a través de
reducciones en costos de operación, siempre y cuando éstas reducciones tuvieran el
efecto de aumentar el ingreso gravable (a la tasa más baja) de forma proporcional.
Pero con todo y que las operaciones de PEMEX son notoriamente ineficientes, las
reducciones en costos necesarias para alcanzar este objetivo en el ejemplo hipotético
que hemos planteado serían rayanas en la fantasía: 10,800 MMUSD anuales en gasto
devengado (usando el año 2001 como referencia). Esta cifra equivale nada menos que
al 130 % del gasto de inversión que PEMEX destinó en ese año a actividades de
exploración y producción, y al 25 % de los egresos totales de la empresa.
La Gráfica G6 no deja lugar a dudas de que la carga fiscal que ha enfrentado
PEMEX desde de la década de los años ochenta ha sido tan pesada como para
descapitalizar a la compañía. Ésta es una situación insostenible en el largo plazo, y
una prueba fehaciente de que –como escribiera J.K. Galbraith en alguna ocasión– “el
poder de cobrar impuestos es, ciertamente, el poder de destruir”.12
Sin embargo, aún
si el régimen fiscal mexicano se ajustara de manera tal que cuando menos se dejaran
de gravar montos destinados a la reposición de activos fijos, la carga tributaria de
PEMEX seguramente seguiría siendo superior a la que cualquier compañía privada
soporta, o estaría dispuesta a soportar, en cualquier otra parte del mundo. Después de
todo, la esencia misma de la empresa capitalista es la minimización de costos, y los
impuestos a la producción representan, con mucho, el rubro de costos más
significativo dentro de la industria petrolera. Por ello, no es obra de la casualidad que
el personal más talentoso en las empresas petroleras a menudo esté a cargo de los
aspectos fiscales del negocio, como tampoco lo es que estas empresas dediquen una
12
Galbraith, John Kenneth, Money. Whence It Came. Where It Went, New York, Bantam Books, 1976,
p. 111.
412
buena parte de sus formidables poderes de persuasión política y económica a
desembarazarse en la medida de lo posible de este lastre.
GRÁFICA G6: PEMEX. IMPUESTOS PETROLEROS (DIRECTOS E INDIRECTOS)
COMO PROPORCIÓN DE GANANCIAS NETAS ANTES DE IMPUESTOS, 1992–2002
85
90
95
100
105
110
115
120
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
FUENTES: PEMEX, Anuario estadístico , Memoria de labores
%
En buena medida, el celo que las grandes multinacionales petroleras tienen por
minimizar el pago de retribuciones patrimoniales es la principal razón por la cual uno
de los primeros acuerdos a los que llegaran los signatarios del Pacto de Caballeros de
El Cairo de 1959 (el pacto que llevó al nacimiento de la OPEP) fuera el de fundar a la
brevedad compañías petroleras estatales en sus respectivos países. También aclara por
qué uno de los apartados de la célebre “Declaración sobre Política Petrolera en los
Países Miembros” de la OPEP (que data de 1969), estipula que dichos países “se
esforzarán, en la medida de lo posible, por explorar y desarrollar sus recursos de
hidrocarburos directamente”.13
Finalmente, explica también por qué los monopolios o
casi–monopolios petroleros estatales en exploración y producción por regla general
13
Resolución OPEP XVI.90.
413
tienden a sobrevivir justamente en aquellos países donde los yacimientos son
especialmente prolíficos y la renta petrolera consecuentemente alta (México, el Medio
Oriente, Venezuela). Y es que, en estos países, el objetivo principal de las compañías
petroleras estatales ha sido –y sigue siendo– el de servir como instrumentos para
permitir la máxima recolección posible de renta petrolera (aunque, como sucede en la
actualidad en México, los gobiernos de dichos países a menudo carezcan ya sea de la
voluntad política y/o de la capacidad analítica para reconocer este hecho). Bajo este
esquema de captura de renta económica, la maximización del valor de las compañías
petroleras como tales, único norte admisible en la administración de empresas del
sector privado, es un factor que queda relegado a un segundo (por no decir a un
quinto) plano.
Han habido casos de gobiernos de países petroleros que se han dejado
convencer de la necesidad de replantear radicalmente sus relaciones con sus
respectivas empresas estatales. Muchas veces, el móvil detrás de este tipo de viraje
paradigmático ha sido el anhelo ancestral de trascender la odiosa e indignante
situación de ser meros proveedores de materia prima, para incursionar en sectores
que, como la refinación y la petroquímica, “agregan valor al barril”; es de recordar
que, en realidad, llevan décadas sin generar retornos razonable sobre el capital
invertido, razón por la cual las grandes empresas petroleras privadas han contraído
significativamente sus operaciones en estos ramos, para concentrarse cada día más en
ser meros proveedores de materia prima. En otras ocasiones, el impulso ha provenido
de la idea que la imposición petrolera se tiene que abordar –para usar una muy
reveladora frase del actual director general de PEMEX– “desde la perspectiva de los
factores que han asegurado el éxito de las mayores compañías del mundo”.14
14
Ramírez Corzo,Luis, op. cit,, p. 6.
414
Sea cual fuere la motivación de estos giros de 180 grados en las prioridades de
estos gobiernos de países petroleros, las consecuencias fiscales de los mismos han
sido tan predecibles como desastrosas, como lo demuestra el caso de Venezuela.
Durante la década de los noventa, Petróleos de Venezuela (PDVSA) se sacudió
exitosamente la tutela fiscal de su gobierno. Hoy, el resultado tangible de que esta
compañía se comportase en la práctica como una multinacional es un hoyo negro en
las finanzas públicas venezolanas; se ha acelerado dramáticamente el colapso
institucional y social que se ha vivido en Venezuela desde principios de la década de
los años ochenta. Basta recordar que, en 1981, los ingresos brutos generados por las
exportaciones venezolanas de petróleo sumaron 19,100 MMUSD, de los cuales el
gobierno recibió 13,900 MMUSD en impuestos directos. En el año 2000, en cambio,
los ingresos brutos generados por las exportaciones venezolanas de petróleo
totalizaron 27,300 MMUSD (estableciendo una marca todavía no superada, y
batiendo la previa por casi 14,000 MMUSD), pero los ingresos fiscales (incluyendo
dividendos) apenas llegaron a 12,940 MMUSD. La confrontación de las
contribuciones fiscales de PDVSA y PEMEX (una empresa cuya producción de crudo
es muy similar a la de PDVSA, tanto en volumen como en calidad) es aún más
esclarecedora. En el año 2000, los ingresos totales de PEMEX (netos de impuestos al
consumo de combustibles automotores) totalizaron 50,300 MMUSD, de los cuales la
compañía pagó 24,300 MMUSD en impuestos directos (y dividendos garantizados) al
gobierno mexicano. En ese mismo año, los ingresos totales de PDVSA rebasaron los
53,600 MMUSD pero el gobierno venezolano solamente no llegó a percibir ni
siquiera 13,000 MMUSD en ingreso fiscal.
Ahora bien, es indudable que las ineficiencias en las operaciones de PEMEX
disipan fuertes sumas de dinero. Asimismo, nadie discute que esta disipación sería
415
menor si la explotación de los recursos petroleros mexicanos estuviera a cargo de
empresas privadas, especialmente si éstas fueran las grandes multinacionales. Pero,
contrariamente a lo que muchos piensan, esta mejoría potencial no constituye en sí
misma una justificación aceptable para abrir las actividades de exploración y
producción al capital privado, por una razón muy sencilla: las pérdidas asociadas a la
ineficiencia de PEMEX son considerablemente menores a los ingresos fiscales que el
gobierno mexicano sacrificaría si modificara sus esquemas impositivos para hacerlos
más flexibles y favorables para los inversionistas privados, a la manera de los
esquemas que predominan en los países donde empresas como Shell operan. En pocas
palabras, la disyuntiva que se plantea entre eficiencia, por un lado, e ingreso fiscal,
por el otro, es profundamente asimétrica en términos de sus costos tangibles versus
sus beneficios potenciales.
Considérese la Gráfica G7, en la cual se compara la razón ingreso
fiscal/ingresos brutos para la industria petrolera en México, contra la que impera en
las aguas bajo jurisdicción del gobierno federal de Estados Unidos (una provincia
cuyo marco institucional y régimen fiscal, a la manera de ver de muchos, constituye
un ejemplo a seguir para el gobierno mexicano). Como se puede constatar, en el año
2000, la tasa efectiva de imposición en las aguas federales de Estados Unidos (de
donde se extrae la cuarta parte de la producción doméstica tanto de crudo como de gas
natural de ese país) fue inferior en 50 % a la que prevaleció en México. Si se toma
como base el precio de realización por barril de PEMEX para ese año, se puede ver
que cada caída de un punto porcentual en la tasa efectiva de imposición en México le
habría costado al gobierno mexicano 737 MMUSD (o sea, 0.47 USD/BPCE). Esto
quiere decir que la pérdida en ingreso fiscal asociada a una caída de tan sólo 3.3
416
puntos porcentuales habría igualado las pérdidas totales que PEMEX Refinación
reportó en ese año (2,450 MMUSD).
Esta asimetría tiene una dimensión adicional, casi tan importante como la
anterior. Los impuestos que paga PEMEX son ya tan altos que, a cifras de producción
total comparables, la apertura de las actividades de exploración y producción al
capital privado no puede más que afectar negativamente el ingreso fiscal del gobierno
mexicano. Pero a la vez, el dispendio en las operaciones de PEMEX es tan grave que
ésta podría lograr mejorías significativas a cambio de esfuerzos relativamente
menores. Las experiencias de PEMEX en los últimos quince años constituyen un buen
ejemplo de ello. Ciertamente, los avances conseguidos por PEMEX a partir de su
reorganización en 1992 lucen modestos a comparación de los logros de empresas
sometidas a la disciplina del mercado de capital, e inclusive de las aspiraciones de la
dirigencia de la empresa misma y el gobierno federal. Sin embargo, estos avances no
son despreciables ni tampoco necesariamente fáciles de revertir. Si bien la nómina de
MÉXICO
AGUAS FEDERALES DEL
GOLFO DE MÉXICO DE EU
INGRESO BRUTO21.21 15.46(USD/BPCE)
Costos y ganancias
6.07
12.90
15.14 2.56
GRÁFICA G7: IMPUESTOS PETROLEROS DIRECTOS EN PROVINCIAS
PETROLERAS SELECCIONADAS, 2000
FUENTES: Minerals Revenue Management, Federal Offshore Collections by Commodity and Revenue Type
PEMEX, Anuario estadístico
* Ingreso fiscal EU: regalías, bonos, rentas superficiales, Impuesto Federal a la Renta
* Ingreso fiscal México: derechos de hidrocarburos, impuesto a los rendimientos extraordinarios, dividendos garantizados
MÉXICO
AGUAS FEDERALES DEL
GOLFO DE MÉXICO DE EU
INGRESO BRUTO21.21 15.46(USD/BPCE)
Costos y ganancias
6.07
12.90
15.14 2.56
GRÁFICA G7: IMPUESTOS PETROLEROS DIRECTOS EN PROVINCIAS
PETROLERAS SELECCIONADAS, 2000
FUENTES: Minerals Revenue Management, Federal Offshore Collections by Commodity and Revenue Type
PEMEX, Anuario estadístico
* Ingreso fiscal EU: regalías, bonos, rentas superficiales, Impuesto Federal a la Renta
* Ingreso fiscal México: derechos de hidrocarburos, impuesto a los rendimientos extraordinarios, dividendos garantizados
* Ingreso fiscal
417
la compañía puede no estar contrayéndose mucho de momento, seguramente no
volverá a alcanzar las cifras registradas a mediados de la década de los ochenta.
Asimismo, aunque la influencia indeseable del sindicato petrolero sobre las
operaciones de la empresa no se ha eliminado ni mucho menos, han quedado atrás los
días en que el sindicato podía esperar sin más la asignación de contratos mil
millonarios de PEMEX, por ejemplo.
Ahora bien, la mayoría de quienes apoyan la idea de la apertura no disputan la
aseveración de que la renta por barril producido siempre será menor en un marco
institucional que permita la participación del capital privado. Pero también
argumentan que, no obstante lo anterior, el gobierno mexicano podría aspirar a una
mejoría neta en sus finanzas gracias a la mayor producción y la reducción en los
costos de operación que inevitablemente traería aparejada la explotación de los
recursos petroleros mexicanos por compañías privadas. Para aumentar el atractivo de
sus propuestas, los aperturistas plantean escenarios deslumbrantes en los cuales
muestran incrementos sensibles tanto en el volumen de producción como en los
ingresos fiscales, y de paso en las ganancias después de impuestos de la industria
(esto último a consecuencia de la adopción de un régimen fiscal neutral ante la
inversión, pensado para maximizar el volumen de producción).
Por ejemplo, en un momento en que PEMEX producía 2.6 MMBD de crudo,
Wesley Smith (un analista del Heritage Foundation) hacia la siguiente aseveración:
“La mayoría de los expertos petroleros consideran que la producción se podría
incrementar a 4.5 MMBD a través de una operación más eficiente. Gravados a la tasa
general de impuesto sobre la renta de 35 por ciento ... estos 1.9 MMBD adicionales
418
casi duplicarían los ingresos fiscales”.15
El problema con este tipo de escenarios, sin
embargo, es que convenientemente ignoran que los ingresos incrementales asociados
a la maximización de volúmenes han demostrado una indiscutible propensión a nunca
materializarse. Los escenarios aperturistas tienden a subestimar o ignorar que
cualquier aumento de producción significativo de parte de un país exportador
generalmente provocará incrementos similares en otros países, lo cual incidirá
negativamente sobre los precios internacionales del petróleo. De acuerdo a los
estimados de Smith, la producción incremental de crudo que PEMEX alcanzó entre
1995 y 1998 (500 MBD aproximadamente) debería haber generado 2,300 MMUSD
en ingresos fiscales adicionales (a una tasa efectiva de imposición de 34 por ciento), a
un precio unitario de aproximadamente 14 USD/B. En realidad, el precio unitario
registrado en 1998 fue de tan sólo 10.17 USD/B, y el ingreso petrolero fiscal de ese
año fue inferior en 2,250 MMUSD al de 1995, aún cuando los ingresos de PEMEX se
gravaron a la muy elevada tasa habitual.
Afortunadamente para su causa, el gobierno mexicano no tuvo ocasión de
comprobar las desastrosas profundidades a las que podría haber descendido su ingreso
fiscal si la tasa de imposición petrolera en 1998 efectivamente hubiera sido el 35 %
que tan caro resultaba a Smith. Pero el gobierno de Venezuela no corrió con tanta
suerte, merced a su receptividad (o indefensión, como se prefiera) ante el mensaje de
“máximo volumen y mínima imposición” que con tanta efectividad pregonara el
15
Smith, Wesley R. “Oil and Prosperity: Reforming Mexico’s Petroleum Monopoly”, The Heritage
Foundation Backgrounder (Washington D.C.), 1992, n° 923, p. 7. Hufbauer y Schott citan un estudio
en el cual se estimaba –algo fantasiosamente– que, en el período comprendido entre los años 1991 y
2010, la apertura de las actividades de exploración y producción en México a la inversión extranjera, y
la expansión de la producción mexicana de crudo a 5 MMB para el año 2005, generarían ganancias
para el gobierno del orden de 100,000 a 300,000 MMUSD. Este cálculo estaba basado en pronósticos
elaborados en el Departamento de Energía de EU que estimaban que la tasa anual de crecimiento en el
precio internacional del crudo en dólares constantes de 1989 sería de 4.2 %. Con el incremento en la
producción mexicana, se estimaba que la tasa anual de crecimiento bajaría a 3.8 por ciento. Véase:
Hufbauer, Clyde; Schott, Jeffrey J. North American Free Trade: Issues and Recommendations,
Washington D.C., Institute for International Economics, 1992, pp. 208.
419
liderazgo de PDVSA a principios de la década de los años noventa. En los días que
siguieron a la destitución del presidente Carlos Andrés Pérez (1993), el régimen fiscal
venezolano se modificó radicalmente mediante la eliminación del Valor Fiscal de
Exportación (una especie de regalía adicional variable) y la introducción de un
generoso mecanismo de ajuste contra inflación en el procedimiento para el cálculo del
impuesto sobre la renta. Luego, a partir de 1995–1996, el gobierno dio el espaldarazo
a un plan estratégico de PDVSA predicado en la producción de crudo a ultranza por
parte de empresas privadas sujetas a una imposición mínima, así como un desafío
constante y público a los otros miembros de la OPEP. En vista de lo sucedido durante
y después de la crisis petrolera de 1998, y de la coyuntura económica por la que pasa
Venezuela en este momento, hasta parece de mal gusto traer a colación los fantásticos
estimados de ingresos fiscales que supuestamente debería haber generado esta
estrategia (ver gráfica G8). Pero la verdad es que no es posible dejar de resaltar su
calidad de espejismos, ya que ésta aceleró vertiginosamente el declive económico,
social e institucional de una nación antiguamente próspera.
10.82
7.56
1996
Producción = 2.796 MMBD
Precio unitario= 18.39 USD/B*
Costosy ganancias
Imp, sobre la renta, regalías, dividendos
5.19
4.51
1998
8.30
5.70
1998
Ingreso fiscal estimado 1998: 8,500 MMUSD
GRÁFICA G8: VENEZUELA. INGRESO FISCAL PETROLERO ESTIMADO Y OBSERVADO
Costosy ganancias
Costos y ganancias
Producción= 4.084 MMBD
Imp, sobre la renta, regalías, dividendos
Imp, sobre la renta, regalías, dividendos
Producción = 3.279 MMBD
Precio unitario= 14 USD/B*
Ingreso fiscal observado 1998: 5,400 MMUSD
Precio unitario= 9.70 USD/B*
X
Ingreso fiscal observado 1996: 7,716 MMUSD
Fuentes: PDVSA (Vicepresidencia Corporativa de
Planificación), Entorno Nacional. Visualización al
Año 2006, 1996; Plan de negocios 1998–2007;
Ministerio de Energía y Minas de Venezuela,
Petróleo y otros datos estadísticos
* Los precios unitarios se refieren solamente a
la canasta venezolana de exportación. Cifras
en dólares de 1996
420
El mensaje aperturista ignora también el hecho de que para los gobiernos de
los países petroleros, no todas las formas de ingreso son iguales. La regalía es
siempre lo primero que se eroga y se tiene que pagar por cada barril extraído,
independientemente de si el operador que lo extrajo obtuvo una ganancia (porque el
dueño del recurso natural siempre puede exigirla en especie). La naturaleza no
contingente de los derechos sobre la producción o regalías los hace sumamente
atractivos para los gobiernos de países petroleros (lo mismo vale, desde luego, para
los rancheros texanos). En cambio, si no hay ganancias, no hay pago de impuesto
sobre la renta. De la misma manera, los dividendos a los accionistas siempre serán lo
último que se pague, en el supuesto de que se disponga de fondos en caja para
hacerlo.16
Para un gobierno como el mexicano, en pocas palabras, hay una gran
diferencia entre estar al principio o al final de la línea de cobranza.
También es necesario hacer hincapié en el hecho de que la neutralidad de los
regímenes fiscales (que hace que la evaluación económica de un proyecto no cambie,
así se le considere antes o después del pago de impuestos) en la práctica beneficia
desproporcionadamente a los inversionistas, porque los gravámenes sobre ingresos
netos son ideales para ser “optimizados” mediante toda clase de deducciones.
Además, no hay que olvidar que los impuestos neutrales a los rendimientos
extraordinarios (windfall taxes), como el Petroleum Revenue Tax (PRT) británico,
presuponen la segregación fiscal (ring-fencing) de los yacimientos. Dicha segregación
tiene por objeto evitar que las ganancias extraordinarias se transfieran a negocios con
16
Aún el Departamento de Energía de EU reconoce que en los lugares donde se cobran derechos de
explotación, “cualquier incremento en la producción derivado de una inversión en un nuevo desarrollo
dará lugar a una obligación fiscal, sea rentable o no la operación. En el caso del impuesto sobre la
renta, dicha obligación se incurre solamente en la presencia de ganancias”. Citado en: Deacon, Robert;
DeCanio, Stephen; Frech, H.E. ; Johnson, M. Bruce, Taxing Energy. Oil Severance Taxation and the
Economy. Oakland, The Independent Institute, 1990, p. 22.
421
menores tasas de tributación, y también que los costos asociados ya sea a otras
actividades distintas de las de exploración y producción o bien a yacimientos menos
prolíficos, se puedan deducir contra los ingresos generados en yacimientos de bajo
costo. Ahora bien, esta segregación fiscal es bastante problemática en la práctica, ya
que “es política y económicamente costosa de administrar, conduce con facilidad a
litigios y requiere instituciones políticas fuertes además de contadores, economistas y
abogados especializados”.17
Finalmente, más allá de estas considerables desventajas
de índole práctica, hay que señalar que, en el plano estrictamente teórico, los efectos
distorsionantes de los gravámenes sobre ingresos brutos se reducen significativamente
apenas se les analiza con modelos que incorporan incertidumbre, asimetría de
información y aversión al riesgo, y que no suponen la existencia de competencia
perfecta y la ausencia de costos de transacción.18
Otro pequeño detalle que los escenarios aperturistas pasan completamente por
alto es la reconocida incapacidad fiscal de los gobiernos de países petroleros. El
gobierno mexicano, por ejemplo, cobra en impuestos el equivalente del 15 % del PIB.
Esta razón (que incluye los impuestos petroleros que paga PEMEX) es la más baja
entre los países de la OCDE, e inferior en 10 puntos porcentuales a la de Turquía
(quien ocupa el penúltimo lugar en esta tabla de posiciones). Los impuestos no
petroleros que recauda el gobierno mexicano representan una proporción
significativamente menor del PIB que los que recaudan los gobiernos de Argentina,
Chile y Brasil.19
Cabe preguntarse, entonces, cómo esperan los aperturistas que un
17
Mommer, Bernard, Petróleo global y estado nacional. Caracas, Comala.com, 2003, p. 111. 18
Berman, Matthew D. ‘Caveat Emptor: Purchasing Petroleum Industry Investment with Fiscal
Incentives’, Journal of Energy Finance & Development (Anchorage), 1997, 2, pp. 25–44. Boué, Juan
Carlos, US Gulf Offshore Oil: Petroleum Leasing and Taxation and their Impact on Industry Structure,
Competition, Production and Fiscal Revenues. Oxford, Oxford Institute for Energy Studies, 2003, 142
pp. 19
Dalsgaard, Thomas, The Tax System in Mexico: a Need for Strengthening the Revenue Raising
Capacity (Economics Department Working Paper n°. 233), Paris, OECD, 2000, p. 8
422
aparato gubernamental que se ha demostrado incapaz de cobrarle impuestos a tiendas
de abarrotes (y que, desde 1976 hasta la fecha, no ha conocido más que fracasos en
sus intentos de emprender una reforma fiscal integral) vaya a poder vérselas con
contribuyentes de la talla de ExxonMobil o Shell. Asimismo, parecería ser que los
aperturistas, contra toda la evidencia disponible, asumen que las instituciones políticas
mexicanas serán inherentemente menos desastrosas para administrar la escasez de
recursos fiscales de lo que han sido para administrar la abundancia (relativa). De otra
manera, no se entiende como pueden tomar tan a la ligera la posibilidad de que el
gobierno mexicano deje de suplementar sus exiguos ingresos fiscales mediante la
captura de la renta petrolera.
Por lo anterior, es motivo de asombro la receptividad que el mensaje
aperturista ha tenido entre el empresariado mexicano, principal beneficiario de la
laxitud fiscal del gobierno mexicano. Hace ya algún tiempo, el director general del
grupo bancario Banorte se refería a la necesidad de instrumentar una política
aperturista en los siguientes términos: “Tenemos que dar a este país un crecimiento
económico estable y sostenido. Para hacerlo, tenemos que liberar la herencia de
nuestros abuelos”.20
Ahora bien, como se ha visto, esta liberación seguramente
abriría un boquete en las finanzas públicas, que el gobierno mexicano de alguna
manera tendría que intentar tapar (después de todo, como bien dijera el Comisionado
General de Irlanda al jefe del Tesoro de Su Majestad Británica en tiempos de la
hambruna irlandesa, los gobiernos no pueden responder al grito de la necesidad
citando pasajes de economía política).21
Esto supondría elevar la tasa efectiva (no
necesariamente la estatutaria) de imposición sobre el sector no petrolero de la
20
Tanners, Timna, "Mexico may relax grip on Pemex to end cash woes", Reuters, December 9th,
1998. 21
Woodham–Smith, Cecil, The Great Hunger. Ireland 1845–1849. New York, Signet Books, 1962, p.
86. (Sir Randolph Routh a C.E. Trevelyan)
423
economía mexicana. ¿Estarán conscientes el banquero citado arriba o los miembros de
la COPARMEX de que es en buena parte gracias a la existencia de PEMEX que ellos
no tienen que pagar impuestos sobre sus herencias y haciendas personales?
Hay, por último, otro punto que los apologistas de la apertura son culpables no
tanto de pasar por alto como de tergiversar abiertamente. Éste tiene que ver con la
supuesta abundancia de alternativas de inversión para las compañías petroleras
privadas y su conclusión lógica, el imperativo de que los regímenes fiscales de los
diversos países donde dichas alternativas se pueden materializar tienen que ser
“competitivos” (léase atractivos para el inversionista extranjero). Como tantas otras
nociones ligadas a la liberalización de los regímenes petroleros, ésta cobró una gran
fuerza a raíz del colapso de la URSS -un evento que introdujo al escenario petrolero
internacional un número de nuevos actores estatales cuyos requerimientos de
tecnología y capital se percibían como colosales. Y las compañías petroleras
multinacionales destacaron sin cesar que atender estos requerimientos sería algo que
potencialmente acapararía toda su atención y sus talentos, a menos de que otros países
con recursos por desarrollar emprendieran acciones para prevenir este desenlace.
Como dijera el otrora director general de la Shell Internationale Petroleum
Maatschapij, Roel Murris, en 1991:
“Existe la preocupación en partes de África y Sudamérica de que la disponibilidad
potencial de nuevas áreas en la Comunidad de Estados Independientes reducirá la
cantidad de capital disponible para la exploración en otras partes. Ciertamente, la
cantidad de dinero que se puede dedicar a la exploración no es infinita, así que, a
primera vista, parece ser que esta preocupación está bastante justificada ya que,
como en cualquier otro negocio, el capital y la experticia serán atraídos por las
mejores oportunidades.”22
22
Shell World, 7 de octubre de 1991, p. 25.
424
A más de diez años de distancia de la asonada que derrumbó a Mikhail Gorbachov
y terminara con la URSS, sin embargo, el panorama se ha aclarado lo suficiente como
para ver que la hipótesis de Murris nunca estuvo cerca de convertirse en realidad, ni
siquiera durante la fructífera década de los noventa (cuando la industria petrolera
internacional acometió el desarrollo a gran escala de, entre otras provincias, las aguas
profundas del Golfo de México, el mar del Norte y el Oeste de África, así como la
Faja Petrolífera del Orinoco). Y es que, como John Mitchell señalara en 1996, la
aritmética detrás de esta hipótesis adolecía de deficiencias fatales. De acuerdo a este
autor, una duplicación de las inversiones de las compañías privadas dirigidas a países
de la OPEP habría absorbido sólo el 14 % del capital disponible para inversión de
dichas compañías.23
Independientemente de esto, Mitchell asumía en sus cálculos que
no se presentarían mayores trabas para la inversión en el sector petrolero ruso, pero
este supuesto ha demostrado ser demasiado optimista: las cuencas petroleras
tradicionales de Rusia (en las cuales se concentra la mayor parte del potencial de este
país) hoy están en manos de compañías rusas dirigidas por capitalistas emergidos de
la nomenclatura soviética, los cuales han aprovechado al máximo sus conexiones
políticas para bloquear el acceso de las compañías petroleras occidentales, para de
esta manera retener el negocio para sí mismos.
23
Mitchell, John, The New Geopolitics of Energy, London, Royal Institute for International Affairs,
1996, p. 27.
425
GRÁFICA G9: COSTOS DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PARA LAS 20
MAYORES EMPRESAS PETROLERAS PRIVADAS DE LA OECD, 1998–2002
0
2
4
6
1998 1999 2000 2001 2002
FUENTE: Merrill Lynch, Global Oils Industry Analyzer, 2002
US
D/B
PC
E
En el transcurso de los últimos años, a pesar de lo saludable que ha sido el
precio internacional del petróleo, las compañías petroleras internacionales han
experimentado un aumento sensible tanto en sus costos de exploración y desarrollo
como en sus costos de producción (Gráfica G9). Además, la disponibilidad de
efectivo en caja para la industria en su conjunto ha alcanzado cifras astronómicas, y
las compañías se han visto obligadas a regresar parte de este dinero a sus accionistas
por la vía de programas de recompra de acciones (Gráfica G10). Por todo lo anterior,
hoy con más razón que nunca vale decir que las compañías petroleras internacionales
tienen más dinero que proyectos atractivos en dónde invertirlo. En vista de esto, es
evidente que los países petroleros que disfrutan de costos de producción
especialmente bajos (como es el caso de México) no tienen por qué competir
fiscalmente con nadie, mucho menos entre sí. El que un buen número de ellos lo sigan
haciendo (y que otros, como México, lo estén pensando) es antes que nada un
testimonio a la efectividad de la “bien diseñada estrategia de los países desarrollados
426
consumidores, de sus organizaciones internacionales, de sus compañías
internacionales y de sus consultores internacionales”.24
GRÁFICA G10: INDICADORES FINANCIEROS PARA LAS 20 MAYORES EMPRESAS
PETROLERAS
PRIVADAS DE LA OECD, 1998–2007
0
9,000
18,000
27,000
36,000
45,000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004* 2005* 2006* 2007*
FUENTE: Merrill Lynch, Global Oils Industry Analyzer, 2002
MIL
LO
NE
S U
SD
0
20
40
60
80
100
120
140
%
Efectivo y valores transablesRecompra neta de accionesEfectivo + recompra de acciones como proporción del gasto en E&P
* Estimado
La fijación que existe en los círculos gubernamentales de muchos países
petroleros en torno a este –falso– imperativo de competitividad fiscal trae a la mente
unas líneas que Paul Krugman escribiera en un contexto bien distinto, pero que
resultan muy apropiadas para el presente caso: “Empecemos por decir la verdad: la
competitividad es un vocablo sin sentido cuando se aplica a economías nacionales. Y
la obsesión con la competitividad es a la vez equivocada y peligrosa”.25
De hecho, si
alguna lección de provecho puede sacar el gobierno mexicano de los sucesos que han
sacudido a la Venezuela post–aperturista (y la estrecha relación que guardan con el
colapso de su ingreso fiscal petrolero) es que la obsesión con la competitividad fiscal,
más que peligrosa, de hecho puede resultar letal.
24
Mommer, Bernard, op. cit. p. 267. 25
Krugman, Paul, “Competitiveness: a Dangerous Obsession”, en Pop Internationalism, Cambridge
(Mass.), The MIT Press, 1996, p. 22.
427
En vista de lo anterior, podría pensarse que, en años venideros, la principal
directriz de la política petrolera del gobierno mexicano debería ser el diseño y la
instrumentación de mecanismos que permitan mejorar la organización tanto de
PEMEX como de la industria petrolera en general, pero sin tocar el régimen fiscal
vigente. Ésta no luce como una tarea excepcionalmente difícil. Después de todo, la
estructura de costos de PEMEX, amén de estar escandalosamente inflada, está fuera
de sintonía con la práctica internacional porque, como indica la Gráfica G11, los
costos fijos (o sea, los costos cuya magnitud no cambia independientemente de que
PEMEX produzca ya sea un barril o un millón de barriles) representan una proporción
extraordinariamente alta de los costos totales de la empresa. Con algo de voluntad
política de parte del gobierno federal, PEMEX podría eliminar esta tara ancestral
sobre sus operaciones, y lograr importantes reducciones en sus costos, en un plazo
relativamente breve. En este sentido, es difícil discrepar con Robert Mabro cuando
concluye que “el primer intento para remediar estas ineficiencias siempre debería
correr a cargo de la gerencia de estas compañías [estatales], y los gobiernos que son
sus dueños. ¿Qué objeto tiene remediar ineficiencias a través de la venta de activos,
de forma que el beneficiario de la mejora en desempeño sea el inversionista
extranjero?”26
26
Mabro, Robert, “The Resignation of the PEMEX Chief Executive”, Middle East Economic Survey
(Nicosia), 1999, n° 42 (52): A–5.
428
GRÁFICA G11: P EMEX EXP LORACIÓN Y P RODUCCIÓN. COS TOS
TOTALES DE EXTRACCIÓN EN MÉXICO, 2001
Variables= 0.90
USD/BP CE
Fijos = 2.58 USD/BP CE
Corporativo
y Sede
COS TOS TOTALES = 3.48 US D/B P CE
Mantenimiento
Operación
Servicios
personale
sReserva
laboral
31%
12%
14%16%
27%
FUENTE: Ramírez Corzo, op. cit. : 49.
Desafortunadamente, los cambios en el escenario político mundial y la
debilidad del gobierno mexicano (por no hablar del desdén que una parte de la clase
política mexicana tiene hacia PEMEX) parecerían condenar al fracaso cualquier
intento de defensa del régimen institucional actual para la industria petrolera en
México. En otras palabras, la apertura se acerca más con cada día que transcurre.
Afortunadamente, aún queda algo de tiempo para que la fracción (¿mayoritaria?) de la
clase política mexicana que se opone a la apertura petrolera venda caro su
consentimiento a la reforma al Artículo 27 constitucional, a cambio de la adopción de
un régimen fiscal que sea tan distinto como sea posible de los que imperan en el
sector americano del Golfo de México, o en el sector británico del mar del Norte.
Sentar de esta manera las bases fiscales para una industria petrolera post–aperturista
no requeriría de un despliegue enorme de recursos analíticos, porque es deseable que
el régimen fiscal sea lo más sencillo posible (ha quedado ampliamente demostrado
que los complicados ofrecen demasiadas salidas y excepciones que luego pueden ser
utilizados para toda clase de propósitos objetables). De hecho, no hay ninguna razón
para que los componentes de dicho régimen fiscal no sean los mismos que se
429
utilizaron con rotundo éxito en los países de la OPEP durante la década de los sesenta:
regalía fija (y quizás una regalía adicional de escala móvil relacionada al precio
internacional del crudo), impuesto sobre la renta del 50 % sobre los ingresos netos,
pagos anuales relacionados a la extensión de la superficie bajo concesión y bajo
explotación, y un mecanismo de reversión para una proporción de las tierras
concedidas para exploración (para crear reservas nacionales valorizadas que el
gobierno puede entonces licitar).
Para que una negociación política de este talante pueda tener lugar, los
oponentes de la apertura antes se tendrán que sobreponer a su fijación con algunas de
las manifestaciones simbólicas del régimen institucional actual de la industria
petrolera en México (especialmente PEMEX). Huelga decir que esta labor no será
nada fácil y, por lo mismo, es necesario crear conciencia de los altísimos costos que
han tenido que pagar diversos gobiernos que concentraron toda su atención en
preservar formas y símbolos, solamente para descubrir luego que, por esta razón,
habían acabado por entregar la actividad que les daba de comer a cambio de un par de
habichuelas mágicas. El ejemplo de Venezuela nuevamente es muy útil para explicar
lo contraproducente que puede resultar el defender a un régimen petrolero en tanto
que ideal patriótico, más que como un negocio. Después de todo, la no privatización
de PDVSA (que ahora ha sido elevada a la calidad de precepto constitucional en
Venezuela) fue pieza clave dentro del proceso venezolano de apertura, porque
permitió a la compañía asumir compromisos legales de que indemnizaría a sus socios
extranjeros si el gobierno modificaba dichas condiciones en su contra.27
En otras
27
La nueva Constitución de la República Bolivariana de Venezuela estipula que “por razones de
soberanía económica, política y de estrategia nacional, el Estado conservará la totalidad de las acciones
de Petróleos de Venezuela, S.A.”, pero no prohíbe la tenencia privada de acciones de “las filiales,
asociaciones estratégicas, empresas y cualquier otra que se haya constituido o se constituya como
consecuencia del desarrollo de negocios de Petróleos de Venezuela, S.A.”.
430
palabras, la compañía estatal venezolana se erigió en el garante de la estabilidad de las
condiciones fiscales contra el poder soberano del congreso venezolano.28
En este
sentido, no es casual que consultores que colaboraron con el diseño de la apertura
venezolana hayan manifestado abiertamente que, más que la privatización total de
PEMEX, buscan una transformación estructural de la compañía. Dicha
transformación permitiría “el influjo de capital foráneo” pero dejaría a PEMEX
“intacta en su mayoría”, y “hasta más fuerte que nunca”.29
El ejemplo venezolano
hace suponer que la fortaleza de PEMEX se utilizaría entonces para blindar al
régimen fiscal aperturista, el cual seguramente se fundamentaría sobre los gravámenes
a las ganancias netas (resource rent taxes y el impuesto corporativo sobre la renta), en
lugar de regalías y/o derechos de explotación (severance taxes).
No deja de ser paradójico que el gobierno estadounidense –némesis de los
oponentes de la apertura en México– comparta la preocupación de éstos por las
dimensiones más bien simbólicas de la cuestión petrolera. Por ejemplo, el ex–
presidente Carlos Salinas relata en sus memorias cómo, en las etapas iniciales del
proceso de negociación del Tratado de Libre Comercio para América del Norte
(TLCAN), “el presidente [George H.] Bush (...) [le] señaló que la apertura del
petróleo tendría que formar parte del Acuerdo. Reiteró que entendía la sensibilidad
mexicana en materia de soberanía del petróleo, pero insistió en que no pretendían
concesiones de propiedad en los mantos petrolíferos sino de explotación”.30
Estas
palabras son sintomáticas de un profundo provincialismo. Bush claramente no caía en
cuenta que la concepción anglo-sajona de la propiedad del subsuelo perdura
28
Mommer, Bernard, The New Governance of Venezuelan Oil. Oxford, Oxford Institute for Energy
Studies, 1998, 80 pp. 29
Prager, Gerald D., “PEMEX at the Crossroads: a National Oil Industry in Crisis”, Houston Journal
of International Law (Houston), 1992, n° 15, p. 160. 30
Salinas de Gortari, Carlos, México. Un paso difícil a la modernidad. Barcelona, Plaza y Janés,
2000, p. 83.
431
solamente en los Estados Unidos y que, por lo tanto, la resistencia que generaban sus
sutiles propuestas no tenía nada que ver con un supuesto temor de parte del gobierno
mexicano ante la –inexistente e inconcebible– posibilidad de que la apertura pudiera
traer consigo un cambio sustantivo en del texto del artículo 27 constitucional donde se
estipula que “corresponde a la Nación el dominio directo ... de todos los minerales
que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea
distinta de los componentes de los terrenos”.
Lo relevante de la confusión de Bush para efectos del argumento que se
presenta en este trabajo es que un buen número de los compatriotas del ex–presidente
la comparten.31
Para el gobierno mexicano, esto facilitará un poco la peligrosa tarea
de cruzar el Rubicón de la apertura, sin que tenga por ello que poner en entredicho su
prerrogativa absoluta de establecer las reglas del juego unilateralmente, comenzando
por un régimen fiscal pensado por y para mexicanos. Después de todo, si el gobierno
americano proclama abiertamente que su único deseo es que se conceda a compañías
privadas la explotación de mantos petrolíferos, tácitamente está concediendo que,
satisfecha esta demanda, no debería tener absolutamente nada qué decir acerca del
31
Un renombrado consultor legal americano, por ejemplo, se atreve a decir que los Estados Unidos
constituyen “un ejemplo extremo de un sistema concesionario donde los individuos tienen el dominio
original sobre derechos minerales” Moore, Charles A., Upstream Legal Structure from the US
Perspective. Presentación en el seminario Energía y Derecho 2000, México, Instituto Tecnológico
Autónomo de México/Asociación Mexicana de Derecho Energético, 2000. Kaiser, M.J. y Pulsipher,
A.G. (Fiscal System Analysis: Concessionary and Contractual Systems Used in Offshore Petroleum
Arrangements. OCS Study MMS 2004-016. U.S. Department of the Interior, Minerals Management
Service, Gulf of Mexico OCS Region, New Orleans, 2004) llevan la confusión norteamericana en torno
a los regímenes de propiedad mineral todavía más lejos. De acuerdo a ellos, un régimen de concesiones
se caracteriza porque el gobierno o el terrateniente transfiere el título a los minerales a un arrendatario,
que se vuelve entonces sujeto de tributos y regalías no negociables y transparentes. (p. 5). Desde luego,
la característica clave de los regímenes concesionarios es la propiedad colectiva de los recursos del
subsuelo, cuya explotación se da en concesión pero cuya propiedad nunca se transfiere sino hasta que
tiene lugar la producción. Estos autores piensan que “los sistemas contractuales se derivan de la era
Napoleónica y están basados en el concepto legal francés de que la propiedad de los recursos minerales
recae en el Estado, para el beneficio de todos los ciudadanos” (p.32). Esta idea, desde luego, es más
bien la base del régimen de concesiones. En cambio, el sistema norteamericano de arrendamientos
petroleros (que ellos ven como un régimen concesionario) es un auténtico sistema contractual, que se
rige por el derecho mercantil privado.
432
derecho soberano del poder legislativo mexicano de “imponer las contribuciones
necesarias para cubrir el Presupuesto”.32
La recomendación de que sean justamente los oponentes de la apertura
quienes se encarguen de facilitar su paso a través del proceso legislativo puede sonar
sacrílega a los que comulgan con el nacionalismo petrolero radical. Sin embargo, esta
propuesta no es más que la conclusión lógica del reconocimiento de la debilidad
política del gobierno mexicano, por un lado, y de la idea que la propiedad formal de
los recursos petroleros no tiene ningún valor si no se expresa fiscalmente, por el otro.
Esta propuesta supone entonces que, durante los años por venir, el gobierno mexicano
se verá forzado a emprender una maniobra que es la más complicada de cuantas hay
en el arte de la guerra o de la política: una retirada ordenada. Y el motivo principal
por el cual le conviene comenzar esta maniobra temprano antes que tarde es que,
merced a la existencia del TLCAN, cualquier error de ejecución podría llevar a que la
retirada se convirtiera en una masacre.
No sin razón, el TLCAN ha sido llamado “el esquema legal más amplio sobre
protección a la inversión en derecho internacional”, gracias a que su décimo primer
capítulo “incluye una definición de inversión tan extensa que protege prácticamente
cualquier recurso humano o material que un inversionista de una Parte destine al
desarrollo de una actividad económica en el territorio de la otra Parte”, amén de que
se sustenta “en una definición de medida que comprende prácticamente cualquier
acción e incluso omisión de las partes”.33
Como es bien sabido, la industria petrolera
mexicana quedó al margen del tratado en el así llamado Anexo III, el cual señala las
actividades económicas reservadas expresamente para alguno de los estados
32
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, Art. 76, VII. 33
Carvajal, Gustavo, El concepto de la expropiación y el equilibrio entre intereses públicos y privados.
Presentación en el seminario Energía y Derecho 2002, México, Instituto Tecnológico Autónomo de
México/Asociación Mexicana de Derecho Energético, 2002, p. 11.
433
signatarios (México es el único de los tres países con sectores incluidos en el Anexo
III). Sin embargo, si un futuro gobierno mexicano optara por abrir el sector petrolero
a la inversión privada, no constituye una exageración decir que los términos y
condiciones fiscales definidos ab initio se tornarían inmutables en la práctica de allí
en adelante (principalmente por el carácter profundamente asimétrico de los lazos
económicos y políticos entre México y los Estados Unidos). Dicha asimetría frustraría
cualquier tentativa ulterior de cambiar condiciones fiscales aplicables solamente a la
industria petrolera, entre otras cosas porque se le podría impugnar tanto por ir en
contra del principio de no discriminación contra inversionistas que constituye la
columna vertebral del tratado como de violentar aquellas disposiciones del tratado que
señalan que “ninguna de las Partes podrá nacionalizar ni expropiar, directa o
indirectamente ... ni adoptar ninguna medida equivalente a la expropiación o
nacionalización de esa inversión”.34
Tanto el contenido como el espíritu del TLCAN, entonces, hacen pensar que la
dirección de cualquier cambio en el régimen fiscal petrolero en México después de la
apertura apuntará siempre hacia abajo, nunca hacia arriba. Además, las ramificaciones
políticas de una apertura petrolera en el marco del TLCAN sin duda privarán al
gobierno mexicano de la opción de dar marcha atrás al proceso. Esto coloca al
gobierno mexicano en una posición singularmente desfavorable a comparación de
países que han podido darse el lujo de enfilarse por una senda equivocada, sin por eso
verse condenados a seguir transitando por ella hasta el despeñadero mismo. Por
ejemplo, en los días que siguieron al colapso final de la Unión Soviética, la
administración del presidente Yeltsin pareció acoger con gran entusiasmo el Energy
Charter Treaty (ECT), negociado entre la Unión Europea y los estados sucesores de la
34
TLCAN, artículo 1110(1); cursivas nuestras.
434
URSS. Pero el actual gobierno ruso ha decidido no ratificar este radical manifiesto
aperturista, por lo que el ECT se ha convertido en letra muerta -cuando menos en lo
que a Rusia concierne. Del mismo modo, la administración del presidente Chávez en
Venezuela está tratando (con enormes dificultades, eso sí) ya sea de dar marcha atrás
o, cuando menos, congelar las múltiples iniciativas aperturistas que PDVSA
emprendiera entre 1993 y 1998.
En vista de los riesgos señalados arriba, habría que buscar que la reforma
constitucional al Artículo 27 con la que necesariamente ha de iniciarse la apertura
petrolera también incorpore un apartado en el cual se estipule explícitamente el
derecho de la Nación a cobrar una regalía mínima (digamos del 30 por ciento, como
en Venezuela) a manera de retribución por cada barril de petróleo extraído del
subsuelo mexicano. A lo largo de este artículo hemos dicho en repetidas ocasiones
que el proceso de reforma constitucional en México afortunadamente nunca volverá a
ser lo absurdamente rutinario que era antes, pero esta enmienda en particular no
debería encontrar grandes obstáculos para su aprobación. Después de todo, ¿qué
partido político o individuo en México estaría dispuesto a cargar con el oprobio de ser
quien se oponga a que este derecho incuestionable se consagre en la Constitución?
Una enmienda constitucional de esta naturaleza haría más difícil que la
prerrogativa elemental de la Nación de recibir un ingreso por cada barril de petróleo
producido se perdiera más adelante, ya sea por vía del proceso legislativo o bien por
vía de la jurisprudencia, en caso que futuros integrantes de los poderes legislativo y
judicial mexicanos sucumbieran a una condición similar a la que afectó durante la
década de los años noventa a muchos de sus contrapartes venezolanos, los cuales
literalmente hacían hasta lo imposible para dar satisfacción a las quejas de los
inversionistas extranjeros en el sentido de que el régimen fiscal venezolano resultaba
435
poco atractivo para ellos. Los ejemplos abundan, pero el más notorio de todos ocurrió
en 1993, cuando el juez de la Suprema Corte Román Duque Corredor sentenció la
nulidad de los artículos 2° y 5° de la Ley de Nacionalización del Gas de 1973, así
como del artículo 3° de la Ley de Hidrocarburos de 1967, en respuesta a una petición
de dictamen interpuesta por Lagoven –filial de PDVSA– en relación con el proyecto
de licuefacción de gas natural Cristóbal Colón (este proyecto, cuyas bases el
Congreso venezolano ya había aprobado para entonces, involucraba a Exxon, Shell y
Mitsubishi). Por no dejar, Duque Corredor también dictaminó la nulidad del artículo
1° de la Ley de Nacionalización del Gas, cosa que Lagoven jamás solicitó. En otro
país, esto seguramente habría sido causal de la invalidación del dictamen por ultra
petitio, pero la Venezuela de aquellas fechas tenía demasiada prisa por emprender la
apertura como para preocuparse por sutilezas legales como esa.35
Tampoco causó
ninguna extrañeza en Venezuela la coincidencia de que el dictamen del juez
concordara exactamente con opiniones que éste había expresado casi veinte años
antes en un libro que escribiera cuando, en sus palabras, se desempeñaba, “como
abogado al servicio de la industria”.36
Asimismo, casi nadie protestó por el hecho de
que éste fuera el único caso de importancia que Duque Corredor examinara en su
extraordinariamente corta estadía en la Corte Suprema (al poco tiempo de dictar
sentencia en el caso, Duque Corredor se retiró de la Corte para fungir como abogado
defensor de PDVSA en una demanda en torno a la constitucionalidad de los contratos
de riesgo compartido que acababa de firmar la compañía).
35
Como bien lo señalara Vallenilla, Luis en: La apertura petrolera. Un peligroso retorno al pasado.
Caracas, Ediciones Porvenir, 1995, pp. 36-42. 36
Duque Corredor, Román, El derecho de la nacionalización petrolera, Caracas, Editorial Jurídica
Venezolana, 1978, p. 9.
436
Para concluir, es necesario aclarar que este trabajo no pretende ser un
tratamiento exhaustivo de las múltiples consecuencias que podría traer aparejadas la
apertura petrolera en México. Más bien, su objetivo era abordar solamente una de las
interrogantes más apremiantes en torno a la apertura (¿qué pasará con los impuestos
petroleros?), la cual no ha recibido hasta ahora la atención que merece. Pero son tales
las pasiones que enciende el tema de la apertura petrolera entre el público mexicano
que habrá muchos entre los que se oponen a este proceso que opinarán que este
trabajo constituye una forma particularmente insidiosa de alta traición. Estos
defensores de una causa noble pero perdida harían bien en recordar las palabras de
uno de los grandes genios universales de la política:
“El mejor remedio a utilizarse contra un diseño del enemigo es hacer
voluntariamente aquello que él diseña que tú hagas por la fuerza, porque, haciéndolo
voluntariamente, tú lo haces con orden y con ventaja para tí y desventaja para él,
mientras que si lo hicieras forzado, sería tu ruina”.37
37
Maquiavelo, Dell’Arte della Guerra. Firenze, Edizioni Salani, 1931.